為加快推進分布式能源發展，國家發展改革委、國家能源局近日聯合發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》，明確2018年1月31日前，試點地區完成分布式發電市場化交易平臺建設、制訂交易規則等相關工作，自2018年2月1日起啟動交易。

　　分布式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施。分布式發電就近利用清潔能源資源，能源生產和消費就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等優點，代表了能源發展的新方向和新形態。目前，分布式發電已取得較大進展，但仍受到市場化程度低、公共服務滯后、管理體系不健全等因素的制約。

　　為了進一步提升市場化程度，《通知》明確了分布式發電市場化交易的幾種機制：

　　——分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付“過網費”。交易范圍首先就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電范圍內。

　　——分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”（含網損電）后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。

　　——電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。

　　國家能源局有關負責人解釋說：“考慮各地區推進電力市場化交易的階段性差別，可采取以上其中之一或多種模式。”

　　東吳證券分析師曾朵紅認為，此前分布式光伏主要包括“自發自用、余電上網”和“全額上網”兩種模式，由于受限于用電企業的穩定性問題，存在電費收取困難等風險因素，分布式光伏電站運營商往往會選擇收益率較低、但是交易方為信譽較高的電網企業的“全額上網”模式。如今，新政實現了“隔墻售電”，有電網企業作保障，上述問題將得到有效解決。

　　考慮到分布式發電項目的特殊性，《通知》提出，試點地區可依托省級電力交易中心設立市（縣）級電網區域分布式發電交易平臺子模塊，或在省級電力交易中心的指導下由市（縣）級電力調度機構或社會資本投資增量配電網的調度運營機構開展相關電力交易。交易平臺負責按月對分布式發電項目的交易電量進行結算，電網企業負責交易電量的計量和電費收繳。

　　記者了解到，此次試點對分布式發電交易的項目規模做了嚴格要求。參與分布式發電市場化交易的項目，接網電壓等級在35千伏及以下的項目，單體容量不超過20兆瓦。單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。

　　“這份文件最關鍵的突破是明確了分布式發電項目與電力用戶交易的‘過網費’。有此政策，分布式發電將迎來爆發式發展。”清華大學能源互聯網創新研究院政策研究室主任何繼江舉例說，比如北京順義區的航空港有大量的物流屋頂，面積大而自用電量小，現在可以賣給110千伏變電站下的其他用戶，才幾分錢的過網費，而這樣的屋頂有很多很多。

　　在“過網費”核算上，在遵循國家核定輸配電價基礎上，將考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。分布式發電“過網費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。值得注意的是，電網企業對分布式發電的電力輸送和電力交易提供公共服務，除向分布式發電項目單位收取政府核定的“過網費”外，其他服務包括電量計量、代收電費等，均不收取任何服務費用。

　　在業界比較關注的補貼方面，《通知》明確，納入分布式發電市場化交易試點的可再生能源發電項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照全部發電量給予度電補貼。光伏發電在當地分布式光伏發電的度電補貼標準基礎上適度降低；風電度電補貼標準按當地風電上網標桿電價與燃煤標桿電價相減確定并適度降低。